以市场化驱动新型储能价值跃升

　　■ 李 婷

　　新型储能作为新型电力系统的核心支柱与关键基础设施，正成为保障能源安全、推动能源转型的重要力量。

　　5月份，南方电网储能股份有限公司10座新型储能电站累计充放电量9702万千瓦时，相当于54万户居民一个月用电量，同比增长81%。这些储能设备用电低谷时储存电力，用电高峰时释放电力，以实际运行成效彰显了其在平抑新能源波动、增强电网韧性、保障电力可靠供应中的重要作用。

　　亮眼运营数据与产业势能之下，行业规模化、长效化发展的痛点凸显，盈利模式不稳定、市场化机制不完善等难题，制约储能产业提质扩容。

　　从政策端看，顶层设计已在突破。今年年初，国家发展改革委、国家能源局印发的《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（即“114号”文），首次从国家层面建立电网侧独立新型储能容量电价机制，参照当地煤电容量电价标准并按顶峰能力折算给予容量补偿，实现了新型储能在容量补偿机制上与其他电源的“同工同酬”。但具体定价标准、费用分摊规则尚在探索中，各地落地执行程度参差不齐，长远盈利基础仍不牢固。

　　与此同时，依靠用电峰谷差价盈利的方式，也会随着用电供需、天气变化出现明显波动，不少储能项目都陷入“建好容易、运营艰难”的困境。

　　笔者认为，推动新型储能跃升为高比例新能源消纳和电网动态平衡的核心“平衡器”，夯实新型电力系统建设根基，关键在于打通市场化堵点、完善收益机制，真正实现储能可持续经营、长效化发展。

　　一方面，各地需加快落地多元收益模式，进一步细化费用分摊、运行考核等实操规则，为储能项目筑牢收入根基，打消经营顾虑。

　　另一方面，依托全国统一电力市场建设进程，持续放宽储能参与电力交易、电力配套服务的准入门槛，让储能灵活调电的价值借助市场化得到合理体现。

　　除此之外，面对数据中心等大型用电场所持续增长的用电需求，行业还可以积极探索“数据中心+储能”融合模式，通过签订长期用电合作协议稳定现金流，为储能产业挖掘全新的增长空间。

　　笔者认为，随着顶层政策不断完善、电力市场改革持续深化、跨界融合业态日益丰富，新型储能将全面深度融入源网荷储一体化体系，为新型电力系统安全高效运行提供长效保障。